​Il mercato della capacità polacco è stato la principale fonte di ricavi per i progetti di batterie su larga scala nel paese, offrendo pagamenti a lungo termine garantiti dal governo per la disponibilità. Dal 2022 al 2024, le aste di capacità in Polonia hanno assegnato alcuni dei contratti BESS più generosi d’Europa. Entro il 2025, i pagamenti effettivi per la capacità sono diminuiti dell’85%. In questo periodo, tra 11 e 12 GW di batterie sono stati programmati per la consegna entro il 2030.

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Ma il solo mercato della capacità non può più sostenere le batterie ora che il fattore di declassamento è stato ridotto. Tuttavia, l’interesse per l’asta è rimasto alto, segno che il caso di investimento per i BESS resta interessante anche su base merchant.

Arbitraggio sul mercato del giorno prima, il nuovo aFRR integrato con PICASSO e un mercato intraday in crescita costituiscono ora la base dei ricavi merchant.

Punti chiave

• Il fattore di declassamento dei BESS è sceso dal 95% al 13,4% in tre anni, erodendo i ricavi fissi – eppure 5,1 GW di BESS fisici sono stati assegnati nell’asta di dicembre 2025.
• Gli spread day-ahead in Polonia hanno raggiunto in media 153 €/MWh nel 2025, il 17% più ampi rispetto alla Germania, evidenziando un mercato redditizio per i BESS.
• Il mercato dei servizi ancillari in Polonia mostra ancora ricavi non saturi, ma la concorrenza europea sull’aFRR tramite Picasso sta iniziando a ridurre i prezzi nei periodi estivi.

Il taglio del declassamento ha ridotto dell’85% i pagamenti per la capacità BESS in tre anni

Il mercato della capacità polacco è stato tra i più redditizi d’Europa. Ma in tutta Europa, il successo dei BESS nel capacity market dipende dal declassamento, che determina quanta parte della capacità installata di una batteria viene conteggiata nell’asta. Al 95%, una batteria da 100 MW viene remunerata per 95 MW. Al 13,4%, solo per 13,4 MW.

In Polonia, Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE, il TSO polacco) ha applicato questo fattore in modo uniforme su tutte le durate, a differenza di altri mercati europei dove il declassamento varia in base alla durata della batteria.

In soli tre anni, il declassamento è passato dal 95% al 60%, fino al 13,4% nell’ultima asta con l’attuale quadro normativo. L’ultima ondata di progetti, quindi, riceve pagamenti per la capacità su un settimo della capacità fisica.

L’asta di dicembre 2025 ha assegnato 5,1 GW di capacità fisica BESS, ma una volta declassata, equivale a circa 685 MW di capacità pagata. Eppure è stato l’anno record per i progetti BESS in Polonia, segno che il mercato è fiducioso che i ricavi merchant siano sufficienti a sostenere gli asset.

Meccanismi di declassamento e obbligo delle 4 ore

Il declassamento in Polonia è piatto: tutte le durate delle batterie ricevono lo stesso fattore, indipendentemente dal fatto che possano sostenere l’erogazione per un’ora o per quattro. Nel Regno Unito, invece, il declassamento varia in base alla durata, premiando esplicitamente le celle aggiuntive.

Isolatamente, un fattore piatto favorirebbe le batterie a breve durata, che ottengono lo stesso credito CM a minori costi di investimento. Ma il mercato della capacità polacco richiede ai partecipanti di fornire la capacità contrattualizzata per almeno quattro ore consecutive. Questo vincolo annulla qualsiasi vantaggio teorico delle batterie a breve durata. In pratica, i progetti a 2 ore devono auto-declassarsi ulteriormente (a circa il 30% della capacità installata) per garantire il rispetto dell’obbligo, peggiorando l’economia delle batterie a breve durata rispetto a quanto suggerito dal fattore principale.

Questo indica che il valore del contratto CM non viene più considerato la fonte marginale di ricavo per gli sviluppatori BESS. Gli sviluppatori puntano invece direttamente agli spread profondi del mercato all’ingrosso, con i fondamentali che favoriscono batterie a durata maggiore.

Con il meccanismo che ormai offre pochissimo incremento di ricavi, il focus per i BESS polacchi non è più sui contratti di capacità generosi, ma sulla forza dei ricavi merchant per giustificare l’investimento.

Servizi ancillari, arbitraggio day-ahead e intraday sono ora la base dei ricavi

Oltre al mercato della capacità, il principale contributo ai ricavi attuali in Polonia saranno i servizi ancillari nella fase iniziale del mercato. In altri paesi europei, i BESS sono partiti con alti ricavi da FCR e aFRR, per poi spostarsi sui mercati all’ingrosso man mano che questi servizi si saturano.

Il mercato dei servizi ancillari polacco ha subito due trasformazioni chiave. Le riforme del mercato di bilanciamento nel giugno 2024 hanno formalmente separato i ruoli di BRP (Balance Responsible Party) e BSP (Balancing Service Provider), aprendo la porta alle batterie per partecipare direttamente come fornitori di servizi di bilanciamento.

La Frequency Containment Reserve (FCR) è un servizio di bilanciamento che si attiva automaticamente in pochi secondi per stabilizzare la frequenza di rete a 50 Hz ogni volta che domanda e offerta non sono bilanciate. La Polonia acquista solo 171-197 MW di capacità FCR, suddivisi tra regolazione verso l’alto e verso il basso. I prezzi medi sono tra i 15 e i 25 €/MW/h. Il volume acquistato è fissato da PSE, passando da 171 MW a 197 MW a gennaio 2026.

Per gli operatori BESS, la FCR offre ricavi stabili e una grande opportunità per i primi asset di dominare questo mercato. Ma con meno di 200 MW di profondità, anche pochi asset online potrebbero saturare rapidamente il mercato.

aFRR: più profondità, ma saturazione europea con PICASSO

Il secondo servizio ancillare di interesse per le batterie è automatic frequency restoration reserve (aFRR), che risponde entro 5 minuti da una deviazione di frequenza e subentra alla FCR. Con 400–500 MW di capacità acquistata per l’aFRR verso l’alto e 400–440 MW verso il basso, questo servizio mostra una profondità maggiore rispetto alla FCR.

L’11 luglio 2025, Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) è entrata in PICASSO (la piattaforma europea per l’attivazione cross-border dell’aFRR), integrando la Polonia in una riserva condivisa di regolazione automatica della frequenza. Da allora, i prezzi della capacità aFRR hanno mostrato un divario costante tra regolazione verso l’alto e verso il basso. La capacità verso l’alto si attesta su circa 35 €/MW/h, circa il doppio rispetto ai 15-25 €/MW/h della regolazione verso il basso.

Per gli operatori BESS, il solo pagamento per la capacità rappresenta una fonte di ricavo affidabile in una fase pre-saturazione. Una batteria impegnata a fornire entrambe le direzioni di aFRR avrebbe potuto guadagnare quasi €500.000/MW/anno solo per la disponibilità, senza contare i pagamenti per l’attivazione.

I primi operatori otterranno rendimenti iniziali più alti, ma con l’arrivo di gigawatt di batterie, i prezzi si comprimeranno verso la media di lungo termine, come visto in Regno Unito, Germania, Australia ed ERCOT.

Arbitraggio day-ahead: il solare sta già rimodellando i prezzi polacchi

Poiché i ricavi dai servizi ancillari tendono a comprimersi rapidamente dopo l’ingresso dei BESS sul mercato, il business case di lungo termine per le batterie si basa su una strategia di arbitraggio energetico, principalmente sul mercato day-ahead. In Polonia ci sono già oltre 24 GW di capacità solare. Nei giorni di alta produzione, questo è sufficiente per creare forti “duck curve” nei prezzi day-ahead.

Nei giorni soleggiati, i prezzi di mezzogiorno scendono sotto -90 €/MWh per l’eccesso di produzione solare. La flotta a carbone polacca, ancora responsabile della maggior parte della generazione di base, non può ridurre la produzione abbastanza rapidamente per assorbire il surplus. Spegnere e riaccendere un impianto a carbone costa più che accettare qualche ora di prezzi negativi, quindi gli impianti continuano a funzionare ma a carico ridotto.

Quando la produzione solare cala la sera, la domanda cresce ma le centrali a carbone non possono aumentare la produzione abbastanza in fretta, spingendo i prezzi oltre i 150 €/MWh. Gli spread giornalieri risultanti hanno raggiunto in media 153 €/MWh nel 2025, il 17% più ampi rispetto alla Germania.

Mercato intraday: da marginale a essenziale

Il volume intraday polacco ha raggiunto 6,7 TWh sulle borse EPEX e TGE nel 2025, con una crescita del 170% anno su anno. È ancora poco rispetto ai 106 TWh della Germania, ma il tasso di crescita conta più della dimensione assoluta in questa fase.

I prodotti a quindici minuti sono partiti a giugno 2024 e un nuovo programma di market maker sulla Towarowa Giełda Energii (TGE, la borsa elettrica polacca) è stato lanciato all’inizio del 2026.

Per i BESS, il mercato day-ahead stabilisce la base, mentre l’intraday consente di rilanciare le offerte man mano che cambiano previsioni e segnali di sbilanciamento. Un mercato intraday profondo permette alle batterie di rinegoziare più volte le proprie posizioni, sfruttando la flessibilità istantanea e aumentando i ricavi.

L’uscita dal carbone e la crescita delle rinnovabili ampliano gli spread

La flotta a carbone polacca si sta riducendo, sotto la pressione crescente del sistema ETS europeo e dell’invecchiamento degli impianti.

Man mano che la quota mensile del carbone diminuisce e viene sostituita da rinnovabili intermittenti, gli spread medi giornalieri aumentano. Ogni punto percentuale di calo della quota del carbone aggiunge circa 6 €/MWh allo spread giornaliero.

La Polonia punta a 30 GW di nuove installazioni eoliche e solari entro il 2035, con l’uscita dal carbone come obiettivo finale. Ogni gigawatt di rinnovabili aggiunto rende più ripidi i ramp up e ramp down del carico netto, aumenta l’errore di previsione e porta a più curtailment. Per i BESS, questo significa spread di arbitraggio più ampi e un intraday più profondo, poiché le rinnovabili devono correggere i propri errori di previsione.

Cosa significa questo per investitori e sviluppatori BESS

Il mercato è giovane:

• Poche batterie operative fanno sì che i ricavi FCR e aFRR resteranno elevati finché non entreranno altri asset.
• La liquidità intraday a 6,7 TWh è 16 volte inferiore a quella tedesca
• Nessun track record operativo per BESS su scala utility in Polonia a cui fare riferimento

Ne risulta un mercato con fondamentali solidi, ma con infrastrutture ancora in fase di sviluppo.